Digitalisierung im Energiesektor : Warum der aktuelle EEG-Entwurf den Smart Meter-Rollout bremst

Die anstehende Novelle des EEG dürfte eine Zäsur in der Geschichte dieses Gesetzes darstellen. Wie immer das künftige Förderungsregime von Erneuerbaren im Detail aussehen wird: Es ist schon jetzt klar, dass sich damit ein strategischer Kurswechsel vollzieht.

Nach gut 25 Jahren Förderung des Ausbaus der erneuerbaren Energien und einem Anteil von über 50 Prozent im Stromsektor besteht kein Zweifel mehr: Die Erneuerbaren sind im Markt angekommen. Jetzt ist es richtig und wichtig, dass sie kosteneffizient ausgebaut und netzdienlich integriert werden sowie Systemverantwortung tragen können.

Damit das gelingen kann, braucht es das Fundament: eine robuste Infrastruktur aus Smart Meter und Steuerungseinrichtung für die Digitalisierung und Flexibilisierung der Niederspannungsnetze. Ohne Smart Meter kann keine Transformation des Energiesystems gelingen, geschweige denn eine systemdienliche Integration. Es fehlt die Sichtbarkeit über Netzzustände, die Flexibilität von Speichern und Wärmepumpen kann nicht genutzt werden, und Netzbetreiber können in Engpasssituationen nicht steuernd eingreifen. Auch Endkunden bleiben außen vor. Sie können weder von dynamischen Tarifen noch von Vorteilen aus der Direktvermarktung oder virtuellen Kraftwerken profitieren.

Wer nun erwartet, das EEG wäre dementsprechend als Katalysator für einen beschleunigten Smart Meter-Rollout gestaltet, wird enttäuscht. Aus Sicht von Metrify gibt das nun im Kabinett zum Beschluss anstehende EEG Anlass zur Sorge.

Drei Punkte sind es, die aus unserer Perspektive die Weichen falsch stellen:

Erstens: Im aktuellen Entwurf ist vorgesehen, dass der Anlagenbetreiber (etwa der private Besitzer einer PV-Anlage auf dem heimischen Dach) künftig anstelle der bislang üblichen festen Einspeisevergütung für befristete Zeit einen Marktwert erhält. Diese neue Art von Übergangsgeld soll nun drei Monate nach dem Einbau eines Smart Meters gestrichen werden (§ 25 Abs. 1a EEG 2027-E). Faktisch wird damit der Anlagenbetreiber für den Einbau eines Smart Meters bestraft!

Die vermutliche Logik dahinter: Mit einem Smart Meter kann man an der Direktvermarktung teilnehmen und sich damit am freien Markt refinanzieren. Allerdings ist die Direktvermarktung weit entfernt davon, schnelle und skalierungsfähige Prozesse für das Kleinanlagen-Segment zu bieten. Genau deshalb fordern Direktvermarktungsunternehmen auch, hier nicht den zweiten Schritt vor dem ersten zu machen, also die Förderung zu stoppen, bevor die Direktvermarktung beziehunsgweise die dafür nötigen Prozesse eine skalierbare Marktreife erreichen.

Rollout mit Anreizen beschleunigen

Statt den Rollout durch einen Vergütungstopp auszubremsen, sollte der Gesetzgeber ihn mit Anreizen beschleunigen: Wäre jegliche Art der Förderung, wie etwa solche für Wärmepumpen, konsequent an die Installation eines Smart-Meters gekoppelt, entstünde ein echter Booster für den Rollout. Endkunden und Anlagenbetreiber würden Smart Meter als Türöffner für Fördergelder begreifen. Ganz grundsätzlich gilt: Die Besitzer von modernen, dezentralen Energielösungen sollten durch gezielte Anreize zu aktiven Motoren der Energiewende gemacht werden.

Zweitens ist es so, dass für Anlagen in gewissen Segmenten eine dauerhafte Begrenzung der Einspeisung auf 50 Prozent der installierten Leistung vorgesehen ist, und zwar unabhängig vom Einbau eines intelligenten Messsystems (§9 Abs. 2b S.1 EEG 2027-E). Bereits heute ist es so, dass Anlagenbetreiber im Segment <25 kWp so lange in ihrer Einspeiseleistung auf 60 Prozent gedrosselt werden, bis Smart Meter samt Steuerungstechnik eingebaut und durch den Verteilnetzbetreiber erfolgreich getestet worden sind.

Anstelle nun dafür zu sorgen, dass dieser sogenannte Steuerrollout zügig geschieht und auch die Steuerungstests durchgeführt werden (z.B. durch klare Vorgaben und ggf. Pönalen), werden die Anlagenbetreiber monetär bestraft, obwohl sie allen ihren Pflichten nachgekommen sind. Diese Regelung wird im neuen EEG-Entwurf nun noch verschärft, weil sie auch nach Einbau eines Smart Meters greifen soll.

Doch damit ist es, drittens, noch nicht genug. Für ein gewisses Segment wird künftig nun auch noch gefordert, dass diese Anlagen bis zum Einbau von Smart Metern und Steuerungstechnik alte, sogenannte konventionelle Rundsteuertechnik einbauen lassen müssen (§9 Abs. 2, Ziffer 1 EEG 2027-E). Das ist ungefähr so, als würde man wieder die guten alten schwarzen Drehstromzähler („Ferraris“-Zähler) einbauen.

Das ist doppelt teuer: weil diese veraltete Technik zum einen nicht nur teure Hardwarekosten mit sich bringt, sondern auch in absehbarer Zeit sowieso wieder ausgebaut und durch die zukunftsfesten Smart Meter ersetzt werden soll. Von einem effizienten und kostengünstigen Rollout kann also mit doppelten Anfahrtskosten sowie doppelten administrativen Aufwänden und Kosten nicht die Rede sein.

Angesichts dieser Regelungen kann man sich nur verwundert die Augen reiben. Wie soll ein kosteneffizientes und flexibilitätsbasiertes System entstehen können, wenn man kein Infrastruktur-Fundament legt?

Das BWME sollte beherzt den Rollout beschleunigen durch Anreizregelungen, die den Kunden und Betreiber motivieren. Es sollte diejenigen pönalisieren, die ihren Pflichten nicht nachkommen, also die Netzbetreiber und nicht die Kunden, und es sollte letztlich der eigenen Technik und der Zukunft vertrauen, statt unnötigerweise auf komplett veraltete Technik zu setzen. Mit Methoden von gestern kann man kein Spiel von morgen gewinnen.

Georg Gaiser ist Senior Vice President bei Metrify, verantwortlich für Produkt und Regulatorik.